Offshore-Windkraft wird immer günstiger

Schwäbische.de

Wirtschaft

Andreas Knoch
Offshore-Windkraft wird immer günstiger

Lommel/Witten/Ravensburg sz Sie ist eine gewaltige Erscheinung: in der Spitze 220 Meter hoch, ein Rotorblattdurchmesser von 164 Metern, ein Maschinenhaus, in das problemlos zwei Einfamilienhäuser passen und mit acht Megawatt eine Leistung, die ausreicht, um 14 000 Durchschnittshaushalte mit Strom zu versorgen – die V164-8.0 des dänischen Herstellers Vestas ist aktuell die größte in Serie produzierte Windkraftanlage der Welt. Und doch ist sie nur eine Momentaufnahme einer Branche, für die es keine Größenrestriktionen zu geben scheint.

Schon bald dürfte die Schallmauer von zehn Megawatt Leistung durchbrochen werden, dürften Rotordurchmesser jenseits der 200-Meter-Marke möglich sein. Eine Fläche, größer als vier Fußballfelder, steht dann im Wind und erzeugt grünen Strom. Geradezu unbedeutend nehmen sich demgegenüber die Anfänge der kommerziellen Windenergiegewinnung Anfang der 1980er-Jahre aus, als eine Anlagenleistung von 55 Kilowatt Stand der Technik war. 145 solcher Windräder ersetzt heute eine V164-8.0.

Der technologische Fortschritt macht es möglich – und nötig, soll die Vision einer Dekarbonisierung, sprich, einer Ablösung fossiler Energieträger durch erneuerbare Energien, Wirklichkeit werden. Der Windkraft kommt dabei entscheidende Bedeutung zu – macht sie doch den Löwenanteil im Erneuerbare-Energien-Strommix aus. Schon heute kommen mehr als zwölf Prozent der Bruttostromproduktion in Deutschland aus den bis dato installierten knapp 29 000 Windkraftanlagen. Und da an Land die guten Windstandorte bereits zugebaut sind und Bürgerproteste einen weiteren schwungvollen Ausbau verhindern, richtet die Branche den Blick verstärkt aufs Meer.

Dynamischer Zubau auf hoher See

Offshore, so die Hoffnung, soll nach den Kinderkrankheiten der Anfangsjahre eine wichtigere Säule der Energiegewinnung werden. Branchenschätzungen zufolge dürfte der Zubau auf hoher See um gut 30 Prozent jährlich zulegen. Onshore wird mit Wachstumsraten von etwas mehr als einem Prozent kalkuliert – auch wenn die absoluten Zubauzahlen im Vergleich zu Offshore noch deutlich höher sind.

Damit diese Pläne Wirklichkeit werden, braucht es vor allem leistungsfähige Anlagen. Denn die Investitions- und die Betriebskosten auf hoher See sind deutlich teurer als an Land. „Während Onshore pro neugebautem Megawatt mit 1,3 Millionen Euro kalkuliert wird, ist es Offshore rund das Doppelte“, rechnet Werner Höner vom Mess- und Prüfdienstleister Windtest Grevenbroich vor. Je leistungsfähiger die Anlagen werden, desto günstiger fallen die Kosten pro Megawatt aus und umso tiefer sinkt die Schwelle, ab der ein Offshore-Windpark profitabel betrieben werden kann.

Womit die Betreiber künftig rechnen, lässt sich an den Ergebnissen der ersten Offshore-Auktion im April dieses Jahres ablesen. Bei dieser hat der Karlsruher Energieversorger EnBW für sein 900-Megawatt-Projekt „He Dreight“, 85 Kilometer nördlich der Nordseeinsel Borkum, ein Gebot von null Eurocent abgegeben. Will heißen: EnBW geht davon aus, den Windpark komplett ohne staatliche Subventionen umsetzen und betreiben zu können. Im Gespräch mit der „Schwäbischen Zeitung“ erklärt Dirk Güsewell, Leiter der Geschäftseinheit Erzeugung/Portfolioentwicklung und damit verantwortlich für erneuerbare Energien bei der EnBW, dass das Projekt „konservativ, also mit aller Vorsicht, kalkuliert wurde“.

Im Jahr 2025 soll „He Dreight“, der bislang größte Nordsee-Windpark, ans Netz gehen. Bis dahin, so Güsewell, sorge der technische Fortschritt im Turbinenbau dafür, dass die Anlagen deutlich effizienter werden. „Seit den Anfängen der Offshore-Windkraft bis heute haben wir Effizienzgewinne von rund 40 Prozent realisiert. Diese Entwicklung können wir fortschreiben.“ Beim Blick auf die Offshore-Wertschöpfungskette sieht Güsewell das größte Potenzial dafür bei der Turbine. „Rund die Hälfte des Effizienzpotentials entfällt darauf. Darüber hinaus gibt es etliche kleinere Treiber wie bessere Logistikkonzepte, Fortschritte bei den Fundamenten oder bei den Umspannstationen auf See“, erklärt der EnBW-Manager.

Über 70 Tonnen Stahl

Wie sich das in der Praxis darstellt, zeigt beispielhaft die Entwicklung bei Getrieben für Windkraftanlagen. In vier von fünf der weltweit aufgestellten Windmühlen übersetzt ein solches Bauteil die hohen Drehmomente und niedrigen Drehzahlen vom Rotor in niedrige Drehmomente und hohe Drehzahlen für den Stromgenerator. ZF Friedrichshafen ist mit einem Weltmarktanteil von 25 Prozent einer der größten Hersteller und hat mit seinem Acht-Megawatt-Differentialgetriebe das zurzeit größte Getriebe für Offshore-Windkraftanlagen auf dem Markt. „Wir sind mit Größe groß geworden“, sagt Ulrich Reinders, Geschäftsführer der ZF Industrieantriebe Witten GmbH.

In der Stadt im Ruhrgebiet fertigt ZF unter anderem seine Multimegawatt-Offshore-Getriebe, die mit bis zu 70 Tonnen Gesamtgewicht zu den größten und schwersten Produkten des Konzerns gehören; im belgischen Lommel, dem Zentrum der ZF-Windkraftaktivitäten, die Kleineren. „Noch in diesem Jahr stellen wir den Prototyp eines 9,5-Megawatt-Getriebes fertig“, lässt sich Jan Willem Ruinemans, Leiter des ZF-Geschäftsfelds Windkraft, in die Karten schauen. Perspektivisch, so der Belgier, sind zwölf Megawatt möglich.

Doch das Streben nach mehr Leistung ist nur eine Seite der Medaille für ZF. Bislang wurde Offshore mit einem Getriebetausch über die Lebensdauer einer Windkraftanlage von 25 Jahren kalkuliert, was pro Windrad mit rund einer Million Euro zu Buche schlägt. Das, so Ruinemans, können sich die Betreiber künftig sparen. ZF verspricht für seine neuen Windkraftgetriebe eine Lebensdauer von 25 Jahren, ein Austausch wird nicht mehr nötig – was unter anderem mit einer auf die tatsächliche Belastung des Getriebes abgestimmten Wartung möglich sein soll. „Damit schließt sich die Kostenlücke, und wir können die Kosten des Windstroms in Richtung konventionell erzeugter Energie drücken“, ist sich Ruinemans sicher.

Für den Windpark „He Dreight“, prognostiziert EnBW-Mann Güsewell, dürften bereits Anlagen jenseits der Zehn-Megawatt-Klasse mit einem Rotordurchmesser größer als 200 Metern zum Einsatz kommen. Bis Mitte der kommenden Dekade könnten die Stromerzeugungskosten der Offshore-Windkraft dann mit denen anderer konventioneller Energieträger konkurrenzfähig sein. Werner Höner von Windtest Grevenbroich ist da noch viel optimistischer: „Rechnet man die externen Kosten bei der Stromerzeugung mit fossilen Energieträgern hinzu – die Umweltbelastung durch Kohlendioxid und Feinstaub oder die Endlagerung radioaktiven Restmülls – ist die Windkraft schon heute konkurrenzfähig.“

ZF-Geschäftsfeld Windkraft: Zentrum der Windkraftaktivitäten von ZF ist das belgische Lommel: Dort hatte der Getriebehersteller Hansen Transmission eines seiner Produktionswerke. Hansen baut bereits seit 1979 Getriebe für Windkraftanlagen und wurde im Jahr 2011 von ZF übernommen. Vier Jahre später, im Jahr 2015, kaufte der Friedrichshafener Konzern noch das Großgetriebegeschäft von Bosch Rexroth in Witten dazu. Neben den Standorten in Deutschland und Belgien unterhält die Sparte zudem Werke in China, Indien und den USA. Leiter des Geschäftsbereichs, mit dem im Jahr 2016 rund 820 Millionen Euro umgesetzt wurden und bei dem weltweit 3100 Mitarbeiter beschäftigt sind, ist Jan Willems Ruinemans.

ZF liefert Windkraftgetriebe aller Größenklassen und Einsatzgebiete – von 0,8 bis acht Megawatt, für Onshore- wie für Offshore-Anwendungen. Nach eigenen Angaben führend ist der Konzern vom Bodensee vor allem im Segment der Multimegawatt-Getriebe. Weltweit, so ZF, laufen Windkraftkapazitäten im Volumen von 100 Gigawatt (entspricht der Leistung von rund 70 Kernkraftwerken) mit ZF-Getrieben. Die größten Kunden sind Vestas, General Electric, Gamesa und Nordex. Wettbewerber von ZF bei Windkraftgetrieben sind Siemens und der chinesische Hersteller Nanjing Highspeed. (ank)

Einblicke in die Getriebeproduktion bei ZF an den Standorten Lommel und Witten sehen Sie unter:

schwaebische.de/windkraft

MEDIATHEK

BILDER
Ihr Kommentar zum Thema